Versorgungsstrukturen im Wandel (2006) - PDF ( 696 KB )

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Versorgungsstrukturen im Wandel

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• Netzintegration der erneuerbaren Energien – Steuerung der Energieflüsse

Große Solarthermieanlagen: Optimierung der solaren Deckungsrate durch Einbindung in Nahwärmenetze und Wärmespeicher

Dezentrale Versorgungssicherheit für den

Wohnbereich: Wirtschaftlichkeit durch KWK und ökologische Kriterien

Integration dezentraler regenerativer Energie- versorgungsanlagen in den Netzbetrieb – Versorgungssicherheit im Wohnbereich Rationelle Energieverwendung

und Solares Bauen

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Einleitung

Der Forschungs- und Entwicklungsstand sowie günstige energiepolitische Randbedingungen ermöglichen der Nutzung erneuerbarer Energi- en in Deutschland ein rasantes Wachstum. Zur Bruttostromerzeugung trägt die Windenergie mittlerweile 4,4 %, die Wasserkraft 2,1 %, die Biomasse 3,5 % (davon 50 % biogener Abfall) und die Photovoltaik 0,17 % bei, insgesamt knapp über 10 % [1]. Bezieht man sich auf den Nettobedarf der Verbraucher, liegen die Anteile etwa 16 % höher. Damit sind erneuerbare Energien nicht mehr als unbedeutende Kleinst- einspeiser anzusehen und müssen in die strategische Planung der Stromversorgung einbezogen werden.

Zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage und zur Regelung des Verbundnetzes sind Maßnahmen nötig und möglich, die perspek- tivisch eine weitgehende Unabhängigkeit von fossilen Brennstoffen in Aussicht stellen.

1. Status und Wandel der Stromversorgungsnetze durch erneuerbare Energien

Das gut ausgebaute europäische Stromnetz orientiert sich in seiner heutigen Grundstruktur an zentralen, großen Kraftwerken, die über das Verbundnetz miteinander verknüpft sind und den Strom in fast alle Regionen Europas liefern.

Um das Netz nicht zu überlasten und keine Ressourcen zu verschwenden, betreiben die Energieerzeuger eine detaillierte und mittlerweile sehr präzise Planung des Strombedarfs des jeweils kommenden Tages, um nur soviel Energie zur Verfügung zu stellen, wie benötigt wird. Pumpspeicher-Wasserkraftwerke dienen als kurzfristig verfügbare Störungsreserve oder als Spitzenlastlieferanten. Die wirtschaftliche

Attraktivität der „Veredelung von überschüssi- gen Nachtstrom“ zu teurer Regelenergie ist im Zuge der Liberalisierung der Strommärkte noch gestiegen.

Problemstellung

Aus Sicht der Energieversorgungsunternehmen (EVU) arbeiten dezentrale Mikrokraftwerke, wie Windenergieanlagen, Blockheizkraftwerke und Photovoltaik anlagen, „gegen“ die konventionellen Kraftwerke. Sie werden als negative Last angesehen, als eine Stromeinspeisung, die das bestehende ausgeklügelte System der Bereitstellung von Energie stören könnte.

Insbesondere weil nicht planbar sei, wann die Sonne scheint oder der Wind weht. Hohe Anteile an fl uktuierender Einspeiseleistung erforderten von den Betreibern des Netzes die Bereitstellung teurer Regelleistung.

1.1 Möglichkeiten einer optimalen Netzintegration

Prognosesysteme

Um die wachsende Einspeisung aus nachhaltigen Energiequellen besser kalkulieren zu können und die Produktion von Strom aus anderen Quellen entsprechend zu mindern, benötigen die Ener- gieerzeuger Prognosesysteme [2] zur Vorhersage der Menge des künftig eingespeisten Stromes aus Wasser-, Wind- oder Sonnenkraft.

Kommunikationssysteme

Erzeuger und Abnehmer von Energien werden in ihren Rollen als Kunden und Produzenten zukünftig zunehmend austauschbar. Denn immer mehr Kleinstkraftwerke, auch in Privathaus- halten, speisen Energie ins Netz ein. Deshalb ist es erforderlich, alle Beteiligten mit einem Kommunikationssystem [3, 4] zu verknüpfen, damit Anbieter und Nachfrager ihr Geschäft in Eigenregie und zu einem individuellen Preis aushandeln können. Wenn der Kühlschrank Prof. Dr.

Peter Zacharias ISET

pzacharias@

iset.uni-kassel.de

Dr. Christof Wittwer Fraunhofer ISE christof.wittwer@

ise.fraunhofer.de

Dr. Franz Trieb DLR

franz.trieb@dlr.de

Prof. Dr. Uwe Leprich IZES

leprich@izes.de

Prof. Dr. Peter Zacharias, Prof. Dr. Uwe Leprich • Netzintegration der erneuerbaren Energien

Netzintegration der erneuerbaren Energien – Steuerung der Energie- fl üsse

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93 zum Beispiel noch besser isoliert wird, kann er

noch längere Zeiten gut gekühlt zwischen dem Anlaufen des Kompressors überbrücken. Über ein Informationsnetz – wie das Internet – kann der Kühlschrank den aktuellen Strompreis abfragen und mit seiner Kältereserve abgleichen, um im richtigen Moment zu einem attraktiven Preis (wenn viel Strom angeboten, aber wenig nachgefragt wird) Energie einzukaufen, in Kälte zu verwandeln und zu speichern.

Stromhandel

Ebenso ist es denkbar, dass Stromanbieter wenn der Strombedarf steigt, nicht ein Spitzenlast- kraftwerk wie eine Gasturbine oder ein Pump- speicherkraftwerk anfahren, sondern beispiels- weise aus Blockheizkraftwerken in Wohnhäusern Strom kaufen. Diese stellen im Winter Strom als Abfallprodukt der Heizung bereit, können aber zu Spitzenlastzeiten auch dann in Betrieb genommen werden, wenn kein Wärmebedarf besteht.

Ausbau der Netzstrukturen

Bereits heute übersteigt der Strom aus Wind- energieanlagen in einigen Regionen die Netz- last zu Schwachlastzeiten. Um noch größere Leistungen dezentraler Erzeuger über das Ver- bundnetz in die Verbrauchszentren transportie- ren zu können, muss die Netzstruktur daher weiter ausgebaut werden. In der Dena-Studie [6] wurden Strategien für die verstärkte Nut- zung regenerativer Energieträger und ihre Auswirkungen auf das Verbundsystem bis zum Jahr 2015 entwickelt. Schwerpunkt der Studie ist die Integration der im Jahr 2015 zu erwarten- den Windkraftleistung im On- und Offshore- Bereich von ca. 37.000 MW in das elektrische Verbundsystem, da diese mittelfristig das größte Potenzial hat, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung zu erhöhen.

Das Ergebniss der Studie ist, dass rund 400 km des vorhandenen 380 kV-Verbund netzes (mit insgesamt ca. 18.000 km) zu verstärken und rund 850 km neu zu bauen sind. Die Versor- gungssicherheit kann bei Realisierung von bestimmten Maßnahmen auf heutigem Niveau gewährleistet werden. Die Mehrkosten für den Ausbau der Windenergie würden für private Haushalte im Jahr 2015 etwa 0,4 bis 0,5 Cent je kWh betragen.

Leistungselektronik als Schlüsselelektronik Als neue Schlüsseltechnologie ist die Leistungs- elektronik in nahezu alle Bereiche der Ver- sorgung und Nutzung elektrischer Energie vorgedrungen. In anwendungsspezifi schen Schaltungstopologien steuerbarer Halbleiter- schalter werden durch verschiedenste Modu- lations- und Demodulations-Techniken elektrische Spannungen und/oder Ströme aus den zur Verfügung stehenden Eingangs- in die gewünschten Ausgangsgrößen umgewandelt.

Der Einsatz der Leistungselektronik erstreckt sich von der Energieerzeugung über die Verteilung bis hin zur bedarfsgerechten Umfor- mung und Bereitstellung der Energie beim Endverbraucher. Leistungselektronische Stell- glieder zur Anbindung dezentraler und regenerativer Energiequellen und Speicher an das Netz, zur Verbesserung der Netzstabilität (FACTS - fl exible alternating current trans- mission systems) und zur Netzkupplung (HGÜ – Hochspannungs-Gleichstromüber- tragung) erhöhen die Versorgungssicherheit und Versorgungsqualität. [7]

Grundlegende und übergreifende Aspekte zu den Themen dezentrales Power-Quality- und Netzmanagement, Kommunikationsstrukturen und -techniken, Energiemanagement und Betriebsführungsstrategien sowie Informations- management werden derzeit im BMBF-Netz- werk Energie und Kommunikation [5]

bearbeitet.

Abbildung 1

Erneuerbare Energien erfordern ein gut ausgebautes Über- tragungsnetz und moderne elektronische Kommunikations- infra strukturen in den Verteilnetzen der Verbraucher und Erzeuger.

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2. Internationaler Stromaustausch

Im Rahmen einer aktuellen Studie [8] des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt wurde untersucht, inwieweit Stromimporte aus solarthermischen Kraftwerken in Nordafrika einen Beitrag zur nachhaltigen Stromversorgung Europas leisten können (Abb. 2). Langfristszena- rien für die einzelnen europäischen Länder zei- gen, wie der europäische Strombedarf bis 2050 zu 80 % durch heimische erneuerbare Energie- quellen im Verbund mit solarem Importstrom umweltfreundlich und zu dauerhaft niedrigen Kosten zwischen 5 - 7 ct/kWh gedeckt werden kann. Erneuerbare Energiequellen benötigen im Durchschnitt eine noch etwa 10-15 jährige Einführungsphase mit öffentlicher Unterstützung unter geeigneten politischen und legalen Rah- menbedingungen, um zur kostengünstigsten Energiequelle für die Stromerzeugung heran- zureifen und den derzeitigen Anstieg der Ener- giekosten nachhaltig zu stoppen. Gleichzeitig kann die Importabhängigkeit der europäischen Stromerzeugung reduziert und deren Kohlen- dioxidausstoß bis 2050 auf 25 % der Emissionen des Jahres 2000 gesenkt werden. Den in der Studie entwickelten Szenarien wurden rigo- rose Nachhaltigkeitskriterien zugrunde gelegt – sichere Deckung der elektrischen Last, Um- weltverträglichkeit, umfassende ökonomische Verträglichkeit – die von einem ausgewogenen erneuerbaren Energiemix mit Unterstützung

fossiler Regelenergie hervorragend erfüllt werden können.

Der Import von Solarstrom erfordert eine Infrastruktur zur Hochspannungs-Gleichstrom- übertragung (HGÜ), die die große Entfernung von etwa 3000 km zwischen Nordafrika und Mitteleuropa mit nur 10 % Stromverlust über- brücken kann. Solarthermische Kraftwerke mit großen Spiegelfeldern und thermischen Energie- speichern für den Nachtbetrieb können auf diese Weise langfristig regelbare, gesicherte elektrische Leistung aus Sonnenenergie auch für Mittel- und Nordeuropa zu Kosten von nur etwa 5 ct/kWh liefern. Unter der Voraussetzung des politischen Willens und der baldigen Ein- leitung von Maßnahmen zur Umsetzung des Konzepts könnte der Solarstromimport aus Nordafrika etwa im Jahr 2020 beginnen und bis 2050 Anteile von etwa 15 % am europäischen Stromverbrauch erreichen. Langfristig muss das europäische Stromnetz durch eine HGÜ-Infra- struktur ausgebaut werden, die analog zum Autobahnnetz für effi ziente Fernverbindungen mit nur wenigen Abzweigungen zum regionalen und lokalen Verteilernetz sorgt. Ein solches Verbundnetz erhöht die Redundanz und Ausfall- sicherheit des Netzverbundes, verbessert die Einbindung und Verteilung von Strom aus großen erneuerbaren Produktionszentren wie z. B. Offshore-Windparks und Wasserkraftwer- ken, und erhöht die zeitlichen Ausgleichseffekte zwischen den verschiedenen erneuerbaren Quellen.

Abbildung 2 Szenario der Stromerzeugung für 30 europäische Länder bis 2050, www.dlr.de/tt/

trans-csp

4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

Import Solarstrom Photovoltaik Windkraft Geothermie Wasserkraft Biomasse Wellen u. Gezeiten Solarth. Kraftwerke Heizöl

Erdgas Kohle Nuklear 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Jahr

Stromerzeugung [TWh/Jahr]

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3. Rolle der Stromverteil- netzbetreiber

Während technische Möglichkeiten der Aus- gestaltung dezentraler Stromsysteme¹ unter besonde rer Berücksichtigung erneuerbarer Energien bereits weitgehend entwickelt wurden (wie z. B. Dispower, Edison, KonWerl), klafft nach wie vor eine erhebliche Lücke bei der Umsetzung. Ohne eine akteursbezogene Umsetzungsforschung, schweben Konzepte wie „virtuelle Kraftwerke“, „Microgrids“ oder

„dezentrale Energiemanagementsys teme“

im luftleeren Raum. Man muss also die Frage stellen, mit welchen Instrumenten, Methoden und Rahmenbedingungen man weiter kommt.

Die Umsetzungsforschung umfasst ein breites Aufgabenspektrum, das auch Handlungs- möglichkeiten einbezieht.

Erneuerbare Energien stärker integrieren Fest steht zunächst: Mit zunehmendem Anteil kann die Stromerzeugung mit erneuerbaren Ener gien nicht mehr in einer Nische betrieben werden. Vielmehr müssen die Anlagen zu einem na türlichen Bestandteil des Stromsystems und daher in die Netze und Märkte integriert werden. Das be deutet auch, dass sie nicht mehr nur Energie, sondern auch Kapazität er setzen, zuneh mend steuerbar werden und möglicher- weise auch Systemdienst leistungen zur Verfü- gung stel len müs sen. Die Integration vieler dezentraler angebots- und nachfrageseitiger Optionen in einem Netz gebiet lässt sich konzeptionell in einem „virtuellen Netzlastkraft- werk“ zur Steigerung dezentraler Effi zienz zusammenfassen:

• Dezentrale Effi zienz ist dabei defi niert als Verminde rung der in einem abgeschlossenen System zentral vorzuhalten den Leis tung zur Erfüllung einer Versorgungsaufgabe.

Paradigmenwechsel notwendig

Eine derart ausgestaltete Systemintegration erfordert einen Paradigmenwechsel sowohl bei den Anlagenbetreibern als auch bei den Netz- betreibern. [9] Auf der Betreiberseite kommt man bei zu nehmender Verbreitung der Anlagen nicht umhin, die rein be triebswirtschaftliche Fahrweise aus der Anlagenperspektive unter einem „Priority-dispatch“-Regime abzulösen und die Erzeugung stärker an den Erfordernissen des Gesamt systems zu orientie ren. Auf Seite der Netzbetreiber bedeutet dieser Paradigmenwech- sel, dass die an das Verteilnetz angeschlossenen Erzeugungs anlagen nicht mehr als passives, nicht steuerbares Anhängsel gese hen werden, sondern aktiv in das Management der Netze einbezogen werden [10].

Wir gehen davon aus, dass insbesondere Strom- verteilnetzbetreibern bei der Realisierung eines stärker dezentralisierten Stromsystems eine Schlüsselrolle zukommt („aktive Netzbetreiber“).

[9,10] Allerdings existieren für sie derzeit viel- fältige Negativanreize, die sie von der syste- matischen Berücksichtigung und Integration dezentraler Optionen abhalten können:

• Jede dezentrale Erzeugungsanlage, die zur Eigenversorgung oder zur Versorgung Drit ter dient, bedeutet in der Regel eine Erlös- und Gewinneinbuße für ihn.

• Durch den Fördermechanismus des EEG entstehen zusätzliche Transaktionskosten.

Die Kosten der Einspeisevergütung selbst wer den zwar umgelegt. Die Organisation des Um lagemechanismus und die Vergütung der Kraft werksbetreiber verursachen jedoch einen zusätzlichen Aufwand, der den Netz betreibern bislang nicht ersetzt wird.

• Je höher die Anzahl dezentraler Erzeugungs- anlagen, desto aufwändiger wird der Be trieb und der Unterhalt des Netzes, zum Beispiel wenn das Netz und die daran ange schlosse- nen Anlagen zu Wartungszwecken außer Be trieb ge nommen werden müssen.

Wenn man der Ansicht ist, dass eine stärkere Dezentralisierung des Stromsystems – verbun den mit einem ehrgeizigen Ausbau erneuerbarer Ener- gieanlagen – auch gegen die Interessen der Netz- betreiber politisch durchgesetzt werden kann und sollte, bedarf es keinerlei Anstren gungen zur Überwindung von Interessen unterschieden.

1 Wir konzentrieren uns in diesem Abschnitt auf dezentrale erneuerbare Stromerzeugungsoptionen, d. h. wir blenden die besondere Problematik zentraler Optionen wie insbesondere Wind-Offshore-Anlage aus.

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Ist man jedoch der Ansicht, dass diese Herange- hensweise auf Dauer zu kurz greift, kommt man nicht umhin, sich vor allem mit der Anreizstruk- tur der Stromnetzbetreiber im Detail zu beschäf- tigen und zu versuchen, bestehende Negativ- anreize gegenüber der stärkeren Verbreitung erneuerbarer Energieanlagen zumindest zu neut ralisieren und darüber hinaus zusätzliche positive Anreize zu vermitteln.

Will man also die Stromnetzbetreiber – und hier vor allem die Verteilnetzbetreiber – als mögli che de zentrale Systemoptimierer und „Umbau- akteure“ hin zu einem stärker dezentralisierten Stromsystem aktivieren, erfordert dies zwingend entsprechende Wei chen stellungen im Regulie - rungskonzept.

4. Regulierung der Netznutzungsentgelte

In Deutschland befi ndet sich der Aufbau der Netzregu lierung derzeit noch im Anfangsstadium und bietet daher gute Chancen, die notwen- digen Gestal tungsfenster für eine neue, aktive Rolle der Netzbetreiber zu öffnen und sie insbesondere be triebswirtschaftlich abzu sichern.

Beim künftigen Festlegungsverfahren für Netz- nutzungsentgelte müssten dafür eine Reihe de tail lierter Regelungen verankert werden.

Dazu gehören folgende Elemente:

• Bei der Prognose der Betriebskosten ist abzusichern, dass die absehbaren Kosten, die durch die Realisierung dezentraler Anlagen im Netzgebiet künftig anfallen, als Kostenart explizit berücksichtigt werden.

Eventuell können hier Kennziffern entwickelt werden, die einen Bezug zwischen der dezentralen Anlage und ihren durchschnitt- lich verursachten Kosten für den Netzbe- treiber herstellen.

• Qualitätskennziffern, die etwas über die dezentrale Effi zienz im Netzgebiet aussagen, wer den beim Effi zienzvergleich dergestalt berücksichtigt, dass eine gute Qualität eine Abweichung der Netzentgelte nach oben rechtfertigt.

• Zur Neutralisierung des Mengenanreizes und damit des Anreizes zur Unterbindung der Ei generzeugung bedarf es einer perio-

denübergreifenden Mengensaldierung, bei der der jeweilige preisbewertete Mengen- saldo entweder jährlich oder im nächsten Regulierungs zyklus im Rahmen der Start- wertfestlegung berücksichtigt wird.

• Belohnungen und Sanktionen für die Erfüllung bzw. Nichterfüllung von Qualitäts- zielen im Hin blick auf die Realisierung dezentraler Anlagen sollten unmittelbar in einen Faktor der festzu legenden Anpas- sungsformel einfl ießen.

Um die Sensibilität in Deutschland bei allen beteiligten Akteuren – insbesondere jedoch bei der Bundesnetzagentur – für das Thema „aktive Netzbetreiber“ zu erhöhen, sollte in einem ersten Schritt einen Praxistest für einen modell- haften regulatorischen Umgang damit bei einem ausge wählten Netzbetreiber durchge- führt werden.

5. Zusammenfassung und Ausblick

Mit der großmaßstäblichen Nutzung der erneuerbaren Energien verändern sich sowohl die Verfahren zur Energieerzeugung, die Versor- gungsstrukturen, als auch die Aufgaben von Energieversorgungsunternehmen, die Wirt- schafts- und Finanzverhältnisse von Energiepro- duzenten und -konsumenten, die Struktur und Anzahl der Akteure im Energiebereich und die Nutzungstechnologien in einem evolutionären Prozess.

Dabei werden neue Versorgungsstrukturen entstehen, die überwiegend durch dezentrale, d. h. verbrauchernahe Erzeugung, geprägt sind.

Besonders relevant sind dabei: Die Nutzung ausgeprägter lokaler Ressourcen (z. B. Wind, Sonne, Biomasse etc.), Leistungssicherung auf unterschiedlichen Netzebenen durch Ergänzung verschiedener, unterschiedlich fl uktuierender Erzeuger sowie interkontinentale Energieübertra- gung aus besonders ertragreichen Regionen (Ausbau des Verbundnetzes). Jede erneuerbare Energiequelle mit energiewirtschaftlich interes- santem Ausbaupotenzial wird, quantitativ und regional verschieden, ihren Beitrag leisten müssen.

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Literatur

[1] Bundesumweltministerium-Publikation:

Erneuerbare Energien in Zahlen – nationale und internationale Entwicklung, Stand Mai 2006, www.erneuerbare–energien.de [2] K. Rohrig, B. Lange, „Application of Wind

Power Prediction Tools for Power System Operations“, proceedings of the 2006 IEEE Power Engineering Society General Meeting, Montreal, Canada, June 2006 [3] Erge. T.; Wittwer,C. et al.: „Distributed

Generation with high penetration of renewable energy resources. Report on improved power management in low voltage grids by the application of the PoMS system“, ENK5-CT-“001-00522, Deliverable 9.3 of European Research Project DISPOWER, Freiburg, Germany, 21.12.2005

[4] C. Bendel, G. Ebert, D. Nestle: Integration der Strom- und Wärmeerzeugung in den Wohnbereich – dezentrale Versorgungssi- cherheit, FVS-Jahrestagung 2006, Berlin, September 2006

[4] BMBF-Netzwerk: Energie und Kommuni- kation, www.euk.org

[6] Dena-Studie: Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020, Berlin 2005, www.dena.de

[7] VDE: www.vde.com/VDE/Fachgesell- schaften/ETG/Arbeitsgebiete/Leistungs- elektronik/

[8] DLR-Studie: Szenario der Stromerzeugung für 30 europäische Länder bis 2050, www.dlr.de/tt/trans-csp

[9] P. Späth, D. Bauknecht, U. Leprich, H. Auer, H. Rohracher: In tegration durch Kooperati- on: Das Zusammenspiel von Anlagen- und Netzbetreiber als Er folgsfaktor für die Integration dezentraler Stromerzeugung (InteKoop), Endbericht, Graz/Freiburg/

Saarbrücken/Wien, Mai 2006 [10] U. Leprich, D. Bauknecht, E. Evers,

H. Gaßner, K. Schrader: Dezentrale Energiesysteme und aktive Netzbetreiber (DENSAN), Saarbrücken/Freiburg/ Aachen/

Berlin, Oktober 2005

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Das Interesse bei Kommunen und Wohnungs- unternehmen an Wärmeversorgungen auf Basis von erneuerbaren Energien, wie Biomasse oder Solarenergie, ist aus ökologischen Gründen gewachsen. Allerdings erscheinen Vielen die vermeintlichen Risiken der neuen Technik und der mutmaßlich hohe Wartungsaufwand zu hoch zu sein. Hier haben ambitionierte Contrac- tingunternehmen die Chance, sich mit Know- how, durch die Übernahme von Investitionsan- geboten und als Betreiber von Anlagen einzu- bringen und sich gegenüber Mitbewerbern zu positionieren.

Ein Großteil der Wohnungsbautätigkeit im städtischen Bereich erfolgt durch Wohnungs- bauträger. Ein- und Mehrfamilienhäuser werden meist in zusammenhängenden Baugebieten mit maximal 100 Wohneinheiten errichtet.

Dies ermöglicht Wohnbauträgern in Zusammen- arbeit mit Contractingunternehmen, innovative Wärmeversorgungen mit Nutzung von Biomasse und thermischer Solarenergie, eingebunden in eine Nahwärmeversorgung, als ein Standard- system zu installieren.

Dabei liegt in einer integralen Planung von Anfang an ein beachtliches Optimierungspoten- zial, insbesondere in der technischen Abstim- mung von Nahwärmeversorgung, Haustechnik und bauphysikalischen Anforderungen (zum Beispiel Wärmedämmung und Verglasung).

Dies wird dadurch erreicht, dass die Planung dieser Gewerke aus einer Hand erfolgt. Für die Endkunden im stadtnahen, höherwertigen Wohnungsbau ist es wichtig, dass der Einsatz von erneuerbaren Energien nicht zu einer Verteuerung der Wärmeversorgung oder zu Komforteinbußen im Vergleich zur Beheizung mit fossilen Brennstoffen führt.

Einer der großen Wohnungsbauträger in der Region Stuttgart, das Siedlungswerk, erstellt häufi g kleinere Gebiete mit etwa 20 bis 50 Einfamilienhäusern (EFH), meist Reihenhäusern, und einigen Mehrfamilienhäusern (MFH) mit je sechs bis zwölf Wohneinheiten (WE). Solche Gebiete werden normalerweise in einem oder wenigen Bauabschnitten innerhalb von ein bis drei Jahren bebaut, so dass der Aufbau einer Nahwärmeversorgung mit vertretbaren Vor- leistungen möglich ist. In bisher etwa 12 Nah- wärmeversorgungen mit jeweils etwa 200 bis 500 kW Wärmeleistungsbedarf wurde ein standardisiertes Technik-Konzept bereits um- gesetzt bzw. befi ndet sich derzeit in Bau oder Planung. Die wesentlichen Bestandteile dieses Konzeptes sind:

• Die gemeinsame Heizzentrale befi ndet sich meistens im Untergeschoss eines Mehrfamilienhauses.

• Wärmeerzeugung durch thermische Solar- anlagen, Holzpelletskessel und zum Teil zusätzliche Gaskessel für Spitzenlasten.

• Überwiegend gleicher Hersteller von Holzpelletskesseln und Übergabestationen

• Einfache Kompakt-Übergabestationen:

Im EFH direkt (ohne Heizungswärmetauscher) mit Warmwasserbereitung im Durchfl uss, im MFH indirekt (mit Heizungswärmetau- scher) mit Warmwasserbereitung im Speicherladesystem.

• Einfache Wärmeverteilung, keine Vorinvesti- tionen durch Rohrnetzverlegung bei der Erschließung im öffentlichen Bereich (Straßen). Falls erforderlich werden in der Erschließung Leerrohre verlegt, ansonsten abschnittsweise Rohrnetzverlegung durch die Keller der Reihenhauszeilen bzw. im Erdreich zwischen den Gebäuden / Gebäudegruppen.

• Grunddienstbarkeiten für Versorger sind beim Gebäudeverkauf bereits geklärt und werden vom Hauskäufer akzeptiert.

Michael Guigas • Große Solarthermieanlagen

Große Solarthermieanlagen:

Optimierung der solaren Deckungs- rate durch Einbindung in Nahwärme- netze und Wärmespeicher

Michael Guigas Steinbeis-Transfer- zentrum (STZ-EGS) EGS-plan

Ingenieurgesellschaft für Energie-, Gebäude- und Solartechnik mbH michael.guigas@stz-egs.de

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99 Durch die Nutzung von Biomasse wird eine

nahezu CO₂-neutrale Wärmeversorgung erreicht. Die Preise für Biomasse sind relativ stabil. Die in den letzten Jahren stark gestie- genen fossilen Brennstoffpreise führen oft dazu, dass eine Wärmeversorgung auf Basis von Biomasse insgesamt oft preisgleich, bei optimalen Voraussetzungen sogar günstiger angeboten werden kann, als für eine konventionelle Versorgung. Die Kombination von Biomassekes- sel und Solaranlage weist durch gemeinsam genutzte Anlagenteile Synergien auf und hat ein sehr positives Image. Dies führt dazu, dass die Bewohner sich mit der Technik identifi zieren.

Hinzu kommt noch, dass Solaranlagen weithin sichtbar sind, wodurch eine optische Signalwir- kung erreicht wird.

Ein vorhandener Wärmebedarf im Sommer und niedrige Systemtemperaturen sind die Voraus- setzungen für die Einbindung von thermischen Solaranlagen in Nahwärmeversorgungen. Die Gebäudeheizungen sollten auf maximal 60 °C im Vorlauf und 30 °C im Rücklauf ausgelegt sein.

Fußbodenheizungen mit niedrigen Temperatu- ren sind günstig für Solaranlagen. Die Kollektor- fl ächen sollten auf größeren zusammenhängen- den Dachfl ächen (z. B. Mehrfamilienhaus) mit mindestens 20 ° besser 30 ° bis 45 ° Neigung in der Nähe der Heizzentrale installiert werden.

In vielen Projekten hat sich gezeigt, dass eine erfolgreiche Umsetzung nur dann gelingt, wenn die drei Akteure Bauträger, Planungsbüro und Wärmeversorger möglichst frühzeitig zusam- menarbeiten, so dass die technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Aspekte zu einer optimierten Gesamtlösung zusammengefügt werden. Aus diesem Grund erfolgt die Errich- tung der CO₂-neutralen Nahwärmeversorgun- gen zum Beispiel durch folgendes „eingespielte Team“ von Partnern:

Siedlungswerk (Bauträger):

Bau und Vermarktung der Gebäude,

Erfahrung in der Umsetzung von innovativen Konzepten (solare Nahwärme, Passivhäuser) ImmoTherm GmbH (Contractor):

Finanzierung, Bau u. Betrieb der Nahwärmeversorgung

EGS-plan GmbH (Planungsbüro):

Konzeption und Planung, umfangreiche Erfahrungen mit Nahwärmeversorgungen, erneuerbaren Energien, „Planung aus einer Hand“ von der Heizzentrale über das Wärmenetz, die Übergabestation bis zur Haustechnik und Bauphysik.

Für die Projekte kann von folgenden Randbedingungen ausgegangen werden:

• 40 bis 60 % Mehrinvestitionen gegenüber konventioneller Versorgung mit Gas (die vom Contractor vorfi nanziert werden).

• Jahresgesamtkosten der Wärmeversorgung (Kapitalkosten und Betriebskosten) liegen max. 10 % über der konventionellen Versorgung mit Gas.

• Der Betreiber erhebt einen Baukostenzu- schuss vom Bauherren in der Höhe der Kosten für eine konventionelle Versorgung mit Gas, der verbleibende Rest wird über einen vereinbarten Wärme-Grundpreis fi nanziert.

• Gegenüber Gas ist eine CO₂-Reduzierung um 60 bis 90 % erreichbar. Dies ist ein positives Argument und ein nicht zu unter- schätzender Wettbewerbsvorteil des Wohnungsbauträgers.

• Erhöhte Energiestandards, wie zum Beispiel EnEV-15 %¹(Anforderung der Stadt Stutt- gart) oder KfW-60-Haus²sind leichter zu erreichen.

1 Die Energieeinsparverordnung (EnEV) vom 1. Februar 2002 definiert Mindeststandards für neue und bestehende Wohngebäude sowie Nicht-Wohngebäude hinsichtlich der Dämm-Eigenschaften und der Qualität der Anlagen- technik.

2 Bei einem KfW-60-Energiesparhaus darf der jährliche Bedarf an Primärenergien (Öl, Kohle, Gas) höchstens 60 kWh pro m²betragen und der spezifische Trans- missionswärmeverlust muss gleichzeitig um 30 % niedriger liegen als der in der Energieeinsparverordnung (EnEV) angegebene Höchstwert.

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Solaranlagen mit Mehrtagesspeicher

Höhere Deckungsraten von von mehr als 20 % am Gesamtwärmebedarf von Wohnsiedlungen können nur durch eine vergrößerte Dimensionie- rung der Solaranlagen zur teilweisen Deckung des Heizwärmebedarfes erreicht werden.

Solaranlagen mit Mehrtagesspeicher sind im Vergleich zu Anlagen mit Saisonalspeicher eine kostengünstige Alternative. Diese Anlagen decken maximal 30 % vom Gesamtwärmebedarf der Wohnsiedlungen. Das benötigte Speicher- volumen kann aus Standard-Stahlspeichern auf- gebaut werden. Die Anlagen sind in der Regel für den Sommerbetrieb (kein Heizwärmebedarf) überdimensioniert, sodass die Anlagen im

Projekt Baugebiet Kessel Solaranlage Inbetrieb-

nahme

Kastenäcker in Esslingen

30 EFH, 1 MFH mit 6 WE 2 Bauabschnitte

Holzpelletskessel 220 kW

148 m² Kollektoren 10 m³ Pufferspeicher

Juli 2005

Hülben in Holzgerlingen

47 EFH

3 MFH mit 33 WE, 1 Kindergarten mit 3 WE

Juni 2005

Burgweg West in Köngen

33 EFH

1 MFH mit 7 WE

1. Bauabschnitt Februar 2005

Baumsatz III in Pliezhausen

„Pilotprojekt“

28 EFH

1 MFH mit 7 WE

145 m² Kollektoren 9 m³ Puffer

2001

Abbildung 2a und 2b Projekt „Am alten Schlachthof“

in Speyer:

Kollektordächer und Pufferspeicher- aufstellung (2b) Abbildung 1 Projekt Kastenäcker in Esslingen

Abb. 2a Abb. 1

Tabelle 1

Realisierte Beispiele

Abb. 2b

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101 Sommer überhitzen. Dies muss beim Betrieb

der Anlagen berücksichtigt werden.

In Speyer wurde 2005 eine Solaranlage mit ca. 550 m² Kollektorfl äche und 100 m³ Mehr- tagespeicher in Betrieb genommen. Die Anlage versorgt zusammen mit einem Gas-Brennwert- kessel mit der Leistung von 600 kW das Bauge- biet „Am alten Schlachthof“ mit 57 Einfamilien- häusern. Die solare Deckungsrate liegt bei ca. 25 %.

Zusammenfassung

Gerade beim Einsatz von thermischer Solarener- gie und Biomasse liegen große Chancen in Contracting-Lösungen, da hier die „Anfangs- hürden“ – hohe Investitionen und erhöhter Wartungsaufwand – leicht von Unternehmen mit entsprechendem Know-how übersprungen werden können. Der Contractor kann Mehr- investitionen vorfi nanzieren und den etwas höheren Aufwand für Wartung und Betrieb übernehmen, der Nutzer erhält das Endprodukt Wärme.

Ein zwischen Bauträger, Planer und Contractor abgestimmtes Gesamtkonzept wird von den Endkunden akzeptiert. Ein weiteres Argument beim Contracting auf Basis von Solarenergienut- zung und Biomasse sind die langfristig steigen- den fossilen Brennstoffkosten und der demge- genüber vergleichsweise stabile Biomassepreis.

Solaranlagen mit Mehrtagesspeicher sind eine kostengünstige Alternative für Anlagen mit höheren solaren Deckungsraten.

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Neben dem weiter zu forcierenden Einsatz von Energieerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien und Energiespartechniken gehört zu einer nachhaltigen Energiewirtschaft auch der effi ziente Umgang mit fossilen Energieträgern.

So liefert die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) in Form von Blockheizkraftwerken seit vielen Jahrzehnten einen wesentlichen Beitrag zur Einsparung von Primärenergie und zur Reduzie- rung der CO₂-Emissionen. Denn durch die gleichzeitige Nutzung der erzeugten Elektrizität und der Wärme ist der Primärenergie-Nutzungs- grad sehr hoch. Die meisten Blockheizkraftwer- ke, deren Leistung meist oberhalb von 100 kW beginnt und bis weit in den MW-Bereich reicht, arbeiten durch die bestehende KWK-Gesetzge- bung wirtschaftlich. Dagegen wird in Groß- kraftwerken häufi g ausschließlich die erzeugte elektrische Energie genutzt und die Abwärme wird an die Umwelt abgegeben. Eine schema- tische Darstellung dieser Unterschiede zeigt Abb.1.

Es ist davon auszugehen, dass die Verbreitung solcher Anlagen noch zunehmen wird, aber eine fl ächendeckende Versorgung aller Haushalte ist nicht zu erwarten, da bei der Verteilung der Wärme über größere Distanzen hohe Kosten und hohe Verluste entstehen, sodass die Anlagen dann unwirtschaftlich werden. Andererseits liegt in der Versorgung eines Wohnbereichs, also von Ein- und Mehrfamilienhäusern, ein riesiges, heute noch weitgehend ungenutztes Potenzial zur Einsparung von Primärenergie und zur Reduzierung von CO₂-Emissionen.

Deshalb wird über Alternativen nachgedacht.

In Deutschland gibt es heute einen Bestand von über 15 Millionen. meist privaten Heizanla- gen. Würden diese Heizanlagen mit kleinen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die neben Wärme auch elektrischen Strom erzeugen („Stromerzeugende Heizung“) ausgestattet, könnte bei optimierten Geräteeigenschaften elektrische Energie in der Größenordnung von 40 TWh pro Jahr mit einer Effi zienz von etwa 95% bezogen auf die eingesetzte Primärenergie erzeugt werden. Geht man von einem Wirkungs- grad der Stromerzeugung in einem Großkraft- werk von etwa 1 3 aus, entspräche dies einer Primärenergieeinsparung von 80 TWh. Das Potenzial zur Reduzierung von CO₂ läge entsprechend bei etwa 40 Mio t.

Kleine Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen mit thermischen Leistungen unter 20 kW, soge- nannte Mikro-KWKs, sind schon seit einigen Jahren auf dem Markt. Sie fi nden vornehmlich Einsatz in kleineren Gewerbebetrieben, Hotels, öffentlichen Gebäuden und auch in Ein- und kleineren Mehrfamilienhäusern. Die Geräte werden bei höherem Wärmebedarf meist bi- valent zusammen mit einem Heizkessel und bei kleinerem Heizbedarf auch monovalent, also ohne weitere Zusatzheizquelle verwendet.

Dezentrale Versorgungssicherheit für den Wohnbereich:

Wirtschaftlichkeit durch KWK und ökologische Kriterien

Dr. Günther Ebert • Dezentrale Versorgungssicherheit für den Wohnbereich

Dr. Günther Ebert Fraunhofer ISE guenther.ebert@

ise.fraunhofer.de

Abwärme Nutzwärme

Strom

Abwärme

Strom Abbildung 1

Primärenergienutzung im Vergleich: Block- heizkraftwerk versus Großkraftwerk

(13)

FVS Themen 2006

103 Die Technik basiert meist auf Verbrennungs-

motoren, die mit Gas oder Diesel betrieben werden. Das derzeitige Verkaufsvolumen liegt bei etwa 3.000 Einheiten pro Jahr.

Die Geräte arbeiten in der Regel ökologisch vorteilhaft. Für eine zukünftige, zumindest teilweise fl ächendeckende Verbreitung ist es aber notwendig, dass diese Anlagen auch wirtschaftlich arbeiten. Der erheblich höhere Preis gegenüber einer konventionellen Heizan- lage muss über eine überschaubare Anzahl von Jahren amortisierbar sein.

Die Amortisierung dieser Anlagen wird durch das KWK-Gesetz unterstützt. Der Anlagenbetrei- ber darf den erzeugten Strom in das öffentliche Netz einspeisen und erhält von dem örtlichen Versorgungsunternehmen einen Preis pro kWh, der sich vereinfacht nach dem Preis des Grund- laststroms an der Strombörse EEX¹richtet. Dies sind etwa 3-6 ct pro kWh. Hinzu kommt die Einspeisevergütung von 5,5 ct /kWh nach dem KWK-Gesetz von 2002 für einen Zeitraum von mindestens 10 Jahren. Der Verkauf des Stroms ist stromsteuerfrei. Nach Abzug der Betriebs- kosten (z. B. Gasbezug, der von der Mineral- ölsteuer befreit ist und Wartungskosten) bleibt dem Betreiber ein Betrag von einigen wenigen Cent pro kWh.

Weitaus vorteilhafter ist deshalb die Nutzung des erzeugten Stroms im eigenen Haus oder Betrieb. Hier ergeben sich fi nanzielle Vorteile, die etwa 3 bis 4-mal so hoch sind. Der Betrieb der Anlage sollte also immer möglichst so erfolgen, dass zunächst der eigene Strombe- darf gedeckt wird. Dieser Zusammenhang ist beispielhaft in Abb. 2 verdeutlicht.

Im folgenden sollen die Wirtschaftlichkeit zweier sehr unterschiedlicher Einsatzfälle von Mikro- KWK-Anlagen untersucht werden. In beiden Fällen wird ein bereits seit einigen Jahren auf dem Markt vertriebenes verbrennungsmoto- risches Mikro-KWK zu Grunde gelegt, dessen Daten in Tab.1 aufgeführt sind.

Erster Einsatzfall:

Betrieb in einem Hotel als Zusatzinstallation zu einem vorhandenen Heizkessel. Da das Gerät mit einer Wärmeabgabe von 12,5 kW bezogen auf den Gesamtwärmebedarf des Objekts unterdimensioniert ist und unter anderem wegen eines Schwimmbads auch im Sommer ein gewisser Wärmebedarf vorhanden ist, kann das Gerät etwa 8.000 h im Jahr laufen.

Weiterhin erlauben die vorliegenden Gegeben- heiten etwa 90 % des selbst erzeugten Stroms im eigenen Haus zu verwenden. Der Rest von 10 % wird in das öffentliche Stromnetz eingespeist. Berücksichtigt man noch die laufenden Wartungskosten von einigen Cent pro kWh ergeben sich jährliche Minderkosten gegenüber einer Versorgung ausschließlich mit konventio- nellem Heizkessel und Strombezug vom Strom- versorger von etwa 4.700 €. Die Investitions- kosten einer solchen Mikro-KWK-Anlage, die als Zusatzinstallation zu einer vorhandenen Heizanlage um 15.000 - 18.000 € liegen, Dr. Günther Ebert • Dezentrale Versorgungssicherheit für den Wohnbereich

KWK-Vergütung 25

20

15

10

5

0

-5

-10

ct

Stromverkauf Erlös Gasbezug ./. Min.-St.

Wartung

vermiedener Stombezug

Gasbezug ./. Min.-St.

Wartung Erlös KWK-Vergütung Eigenverbrauch

5 5,5

3 -5,5

-2

-5,5

-2 20

12,5

Abbildung 2 Vergleich der fi nan- ziellen Vorteile von Einspeisung und Eigenverbrauch des selbst erzeugten Stroms in einer Mikro-KWK-Anlage.

Angenommen ist ein Gesamtwirkungsgrad von 98 %.

Thermische Leistung

Elektrische Leistung

Elektrischer Wirkungsgrad

Gesamt- wirkungsgrad

5,5 kW 27 % 88 %

12,5 kW

Tabelle 1

Spezifi kationen des für die Wirtschaftlichkeits- überlegung zu Grunde gelegten Mikro- KWK-Geräts

1 An der Leipziger Strombörse EEX (European Energy Exchange) zur Zeit 128 Teilnehmer aus 15 europäischen Ländern sowie den USA aktiv – mehrheitlich Banken, Händler oder Industrieunternehmen.

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FVS Themen 2006

104

lassen sich somit in wenigen Jahren amortisieren. Der vermiedene Primärenergieverbrauch liegt bei 88.000 kWh und die vermiedenen CO₂-Emissionen bei etwa 44 t jährlich.

Zweiter Einsatzfall:

Für ein typisches Einfamilienhaus mit ange- nommenem Wärmebedarf von 20.000 kWh und Strombedarf von 4.000 kWh jährlich und monovalenter Betriebsweise (das Mikro-KWK ist die einzige Wärmequelle), bekommt man dagegen ein völlig anderes Ergebnis. Da das Gerät nicht regelbar ist, kommt man nur auf eine Laufzeit von etwa 1.600 h pro Jahr. Damit reduziert sich auch die Zeit in der elektrische Energie produziert werden kann erheblich. Ein weiterer Aspekt ist der unstetige Strombedarf im Einfamilienhaus, so dass sich Wärmebedarf und Strombedarf zeitlich nicht besonders gut decken. Letzteres ist aber eine Voraussetzung dafür, dass der produzierte Strom zu einem hohen Anteil selbst genutzt werden kann.

Dies wird in Abb.3 deutlich, die den Tagesver- lauf einer typischen Stromlastkurve eines Ein- familienhauses zeigt. Man erkennt eine relativ niedrige Grundlast von einigen Hundert Watt (Kühlschrank, Gefriertruhe, Heizung, Standby- Geräte etc.) und Bereiche, in denen der Strom- bedarf deutlich ansteigt und über längere Zeit anhält (abendliche Beleuchtung, TV-Gerät).

Überlagert sind dann Spitzen mit relativ kurzer Zeitdauer, die bis über 5 kW reichen (E-Herd, Toaster, Waschmaschine). Trotz des deutlich stetigeren Wärmebedarfs in der Heizperiode passen Strom-bedarf und -erzeugung nicht besonders gut zu-sammen. Durch das Ein-Aus- Prinzip des in diesem Fall eingesetzten Mikro- KWK wird dies noch verstärkt. Die mögliche Eigennutzung des selbst produzierten Stroms liegt deshalb nur noch bei etwa 15%. 85%

werden in das Netz eingespeist. Ein weitere Aspekt: trotz der hohen elektrischen Leistung von 5,5 kW (dank des hohen elektrischen Wirkungsgrads) lassen sich nur etwa 33 % des eigenen Strombedarfs abdecken, der Rest muss zugekauft werden. Die jährlichen Einsparungen gegenüber einer konventionellen Heizanlage liegen deshalb nur bei etwa 450 €. Selbst nach Abzug der Kosten einer Heizanlage, die ja in diesem Fall nicht erforderlich ist, bleibt eine Investition von 11-15.000 € übrig, die sich kaum amortisieren lässt.

Natürlich werden hier zwei extreme Fälle vergli- chen. Es gibt viele Anwendungsfälle, die einen wirtschaftlichen Betrieb solcher Anlagen bereits heute zulassen. Dies dürfte in 2-3-Familienhäu- sern, die einen höheren Wärmebedarf und einen stetigeren Strombedarf haben, häufi g der Fall sein. Auch ältere Einfamilienhäuser, die evtl. mit

02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00 5.0 kW

4.0 kW

3.0 kW

2.0 kW

1.0 kW

0.0 kW

1 Tag

Fr. 11.03.2005 00;06;00 Sa. 12.03.2005 00;06;00

Abbildung 3 Stromlastprofi l eines typischen Einfamilien- hauses im Tagesverlauf

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FVS Themen 2006

105 einem Schwimmbad ausgestattet sind, erlauben

häufi g einen wirtschaftlichen Betrieb. Allerdings lässt sich das vorhandene ökologische Potenzial so nur zum kleineren Teil erschließen. Hinzu kommt der immer geringer werdende Energie- bedarf neuer Häuser. Wir möchten deshalb der Frage nachgehen, wie Mikro-KWKs konzipiert sein müssen und wie hoch deren Preis sein darf, um dieses Potenzial der Ein- und Zwei- Familienhäuser zu erschließen.

Modulierbare

Mikro-KWK-Anlagen

Anforderungen

Will man möglichst viel des selbst produzierten Stroms auch selbst zu nutzen, muss eine hohe jährliche Laufzeit erreicht werden. Denn nur wenn die Anlage läuft, kann sie Strom erzeugen und damit Strombezug aus dem Netz vermei- den. Das lässt sich mit einem in der Leistung

modulierbaren Gerät erreichen, das nur so viel Wärmeenergie wie gerade gebraucht wird liefert.

Im Winter läuft es deshalb (tagsüber) ständig.

In der Übergangszeit kommt es ebenfalls auf eine hohe Laufzeit und im Sommer kann die Zeit zur Warmwasserbereitung stark in die Länge gezogen werden. Es lassen sich auf diese Weise Laufzeiten von bis zu 4.000 h erzielen.

Die Gesamtmenge des produzierten Stroms steigt dadurch zwar nicht, wohl aber der Anteil der Selbstnutzung. Dabei ist auf eine auf den Bedarf angepasste elektrische Leistung zu achten.

Mit einem solchen fi ktiven, idealen Mikro-KWK, dessen Daten in Tab.2 zusammengefasst sind, ließen sich dann in dem o. g. Beispiel eines Ein- familienhauses zwar auch nur 400 - 450 € pro Jahr einsparen. Ein niedriger Preis oder besser der Mehrpreis gegenüber einem konventionellen Kessel im Bereich von 2.000 - 2.500 € würde dann aber ausreichen, um diese Geräte in wenigen Jahren zu amortisieren.

V-Motor Dampfexpansion Stirling Brennstoffzelle

Prozess ^interne Verbrennung

Clausius-Rankine-Cycle externe Verbrennung

Stirling

externe Verbrennung

elektrochemisch

Emissionen hoch/mittel,laut,

schwer niedrig niedrig sehr niedrig

Elektrischer Wirkungs- grad

mittel niedrig/mittel niedrig/mittel hoch

Modulier- barkeit

eingeschränkt sinnvoll

gutes

Teillastverhalten

gutes

Teillastverhalten n.a.

Marktreife ja Feldtestphase Feldtestphase

für diese Anwendung noch zu geringe Lebensdauer

Preis hoch hoch hoch sehr hoch

Geräte- Beispiele

Senertec Ecopower

Honda... OTAG

Solo Whispertech Microgen Sunshine

Vaillant Sulzer-Hexis...

Thermische Leistung

Elektrische Leistung

Elektrischer Wirkungsgrad

Gesamt- wirkungsgrad

Verkaufspreis

1,5 - 15 kW 0,3 - 3,3 kW 18 % 100 % (Hu) 6.000 €

Tabelle 2

Spezifi kationen eines fi ktiven, für den Einsatz im Einfamilienhaus besser angepassten Mikro-KWK-Geräts

Tabelle 3

Übersicht Mikro-KWK- Technologien Dr. Günther Ebert • Dezentrale Versorgungssicherheit für den Wohnbereich

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FVS Themen 2006

106

Einige wenige, meist kleinere Unternehmen arbeiten an solchen neuen, vielversprechenden Gerätekonzepten, um die Mikro-KWK-Technolo- gien besser an den Bedarf eines Einfamilienhau- ses anzupassen. Eine Übersicht welche Techno- logien hierfür verwendet werden gibt Tab. 3.

So wird an der Weiterentwicklung der verbren- nungsmotorischen Mikro-KWK gearbeitet, unter anderem um sie modulierbar zu machen.

Allerdings sind mit dieser Technologie derzeit noch einige inhärente Nachteile verbunden.

Denn auf Grund der internen Verbrennung sind diese Geräte nicht sehr fl exibel bezogen auf verwendbare Brennstoffe. Der Aufwand, diese Geräte leise und vibrationsarm auszuführen ist hoch und der elektrische Wirkungsgrad sinkt sehr schnell bei Abregelung der Leistung.

In Abb.4 ist eine Mikro-KWK-Anlage auf Verbren- nungsmotorbasis (V-Motor) der Firma Senertec mit ihren Spezifi kationen dargestellt.

Das Gerät kann nach fast 10 Jahren Markt- präsenz hinsichtlich Lebensdauer und Zuver- lässigkeit als ausgereift bezeichnet werden.

Neuentwicklungen für bessere Modulierbarkeit

Zu den vielversprechenden Neuentwicklungen zählen Geräte auf Basis von Dampfexpansions- und Stirling-Technik. Beide Prinzipien basieren auf einer externen Verbrennung, die es erlaubt, nahezu alle Brennstoffe wie Gas, Öl, Holz-Pellets etc. einzusetzen. Zudem ist die Verbrennung ohne Zusatzaufwand sehr emissionsarm und die Teillasteigenschaften sind sehr gut. Die Geräte sind von Haus aus leiser, leichter, vibra- tionsärmer und sollten auch weniger wartungs- intensiv sein als verbrennungsmotorische Geräte. Allerdings handelt es sich meist noch um Feldtestgeräte, die ihre Markttauglichkeit noch beweisen müssen.

Abbildung 4 Beispiel für eine Mikro-KWK-Anlage auf Verbrennungsmotor- basis der Fa. Senertec (marktreife Serie)

Abbildung 6 Beispiel für ein Mikro-KWK-Gerät mit Stirlingmotor der Fa. Whispertec

P th 12,5 kW

P el 5,5 kW

η el 27 %

η Σ 88 %

Modulier- nein barkeit

Emission int. Verbrennung

intens. Wartung

Gewicht 530 kG Geräusch < 56dBA

Preis um 15.000 €

Abbildung 5 Beispiel für ein Mikro-KWK-Gerät der Fa. OTAG, das mit einem Dampf- Expansions-Aggregat ausgerüstet ist.

P th 2 – 16 kW P el 0,2 ... 2,1 kW η el 13 %

η Σ 98 %

Modulier- 1:8 barkeit

Emission ext. Verbrennung Gewicht 190 kg Geräusch 42dBA Preis um € 13.000 Marktreife derzeit Feldtest

Modell MK 5

P th 7,5 – 13 kW

P el 1 kW

η el 7 – 13 % η Σ 80 − 90 % Modulier- nur therm. über barkeit eingeb. Kessel Emission int. Verbrennung Gewicht 150 kg Geräusch 63dBA Preis keine Angabe Marktreife 2007/2008

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FVS Themen 2006

107 Brennstoffzellen weisen zweifellos das höchste

ökologische Potenzial auf. Sie haben einen sehr hohen elektrischen Wirkungsgrad. Allerdings wird noch eine längere Zeitdauer bis zur Markteinführung vergehen. Aber auch sie werden im Kleinleistungsbereich sicher einen großen Markt fi nden.

Ein Beispiel für ein modulierbares Mikro-KWK- Gerät der Firma OTAG zeigt Abb.5, das auf dem Dampfexpansionsprinzip beruht. Das Gerät hat zwar noch einen relativ geringen elektrischen Wirkungsgrad, ist aber insgesamt besser an das typische Bestands-Einfamilienhaus angepasst.

Großer Vorteil ist die Modulierbarkeit über einen weiten Bereich. Das Gerät befi ndet sich derzeit in der Feldtestphase und soll bis Ende 2007 auch in nennenswerten Stückzahlen verkauft werden.

Das Stirling-Gerät der Firma Whispertech (Abb. 6) ist speziell für den Einfamilienhausbe- reich konzipiert. Die elektrische Leistung liegt deshalb auch nur bei 1 kW. Um die erforderliche hohe thermische Leistung zu bringen, ist noch ein zusätzlicher Heizkessel mit eingebaut, der sich auch moderat modulieren lässt. Das Gerät, das auch auf dem deutschen Markt eingeführt werden wird, soll preislich deutlich unter bisherigen Marktpreisen für vergleichbare Geräte liegen.

Zusammenfassung

Kleine Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sind ökologisch sehr sinnvoll und lassen sich bereits heute in vielen Anwendungen auch wirtschaftlich betreiben. Für das typische Einfamilienhaus ist die Wirtschaftlichkeit allerdings meist noch nicht gegeben. Gerade hier liegt aber das größte ökologische Potenzial.

Neuere Entwicklungen, meist auf alternativen Technologien basierend, sind technisch besser an diese Anwendung angepasst als bereits exis- tierende. Diese Geräte haben allerdings ihre Praxistauglichkeit und ihre Zuverlässigkeit noch nicht bewiesen. Auch sind die Preise für den wirtschaftlichen Einsatz heute noch zu hoch.

Es ist aber davon auszugehen, dass bei diesen Neuentwicklungen noch eine Menge Raum

für technologische Weiterentwicklung und produktionstechnische Optimierung vorhanden ist, sodass die Preise bei weiterer Verbreitung von Mikro-KWK-Anlagen auf ein Niveau sinken werden, dass ein wirtschaftlicher Betrieb auch im Einfamilienhaus zur Regel wird.

Beschleunigen ließe sich dieser Prozess durch eine Erhöhung der KWK-Einspeisevergütung für eine bestimmte Zeit der Markteinführung.

Dadurch würde die KWK auch für Anlagenbe- treiber attraktiver werden, die einen größeren Teil des selbsterzeugten Stroms ins Netz einspeisen müssen, da ihr Lastprofi l keinen so hohen Eigenverbrauch erlaubt.

(18)

FVS Themen 2006

108

Einführung

Die Einbindung von dezentralen Energieerzeu- gungsanlagen (DEA) in das Niederspannungs- netz hält unvermindert an. Die Erzeuger speisen die maximal mögliche Energie ins Netz ein.

Zu welchem Zeitpunkt und in welcher Höhe die Einspeisung erfolgt, bleibt jedoch letztlich dem Betreiber vorbehalten bzw. wird vom Wetter und der Tageszeit bestimmt. Ähnlich gilt für den Energieverbrauch, dass Zeitpunkt und Menge des Energieverbrauchs aus dem Netz nicht reglementiert ist, solange die Anschlussbedin- gungen eingehalten werden. Die Netzbetreiber jedoch sind wegen fehlender Beobachtbar- und Steuerbarkeit der DEA „blind“ bezüglich dieser Einspeisungen auf der Niederspannungsseite.

Die energetische und wirtschaftliche Bedeutung der Stromverbraucher im Niederspannungsnetz (also vor allem Privathaushalte, Kleingewerbe, aber auch öffentliche Verbraucher) wird darin ersichtlich, dass etwa 50 % des elektrischen Gesamtverbrauchs in Deutschland auf der Niederspannungsseite erfolgt [1]. Gleichzeitig sind hier auch die anzahlmäßig höchsten Zuwachsraten für DEA zu erwarten.

Verschiedene neue Strategien sind für eine

„optimale Energieeinspeisung“ möglich. Dazu gehört eine genaue Prognose der fl uktuierenden Erzeugung, um die Planung für andere Erzeuger sowie Lastmanagement durchzuführen. Auch Speicherung sowie die Nutzung von Ausgleichs- effekten bei Windkraft- und Photovoltaikanla- gen, die über große geographische Gebiete verteilt sind, können eine wichtige Rolle spielen.

Kurz- bis mittelfristig betrachtet sollten aus Effi zienzgründen zunächst die Potenziale des Energiemanagements ausgeschöpft werden, da jede Speicherung und Übertragung elektrischer Energie mit Verlusten verbunden ist.

Dezentrales Management von Strom und Wärme

Steuerbare Erzeuger im Verteilnetz sind vor allem Kraftwärmekopplungs-(KWK-)Anlagen, die sowohl Wärme als auch Strom liefern.

Photovoltaik anlagen wären zwar abregelbar, dies würde aber keine Einsparung an Primäre- nergie erbringen. Eine solche Steuerung sollte daher auf Notfälle und andere Sicherheitsmaß- nahmen beschränkt bleiben. Aus der großen Bedeutung von KWK-Anlagen für ein Energie- management im Verteilnetz folgt, dass Inte- gration von Strom- und Wärmeerzeugung im Wohn bereich eine zentrale Aufgabe bei der künftigen Unterstützung von Netzregelung und Systemdienstleistungen aus dem Verteil- netz ist.

Das Forschungsprojekt DINAR¹ mit fi nanzieller Beteiligung von 17 Industrie partnern hat sich das Ziel gesetzt, eine technische und wirtschaftliche Lösung für ein bidirektionales Energiema- nagement im Niederspannungsnetz zu fi nden, wobei Verbrauch und Erzeugung als Einheit betrachtet werden. Denn es wäre ökonomisch unsinnig, bezüglich Energiemanagement künst- lich zwischen Erzeugung und Verbrauch zu trennen und unterschiedliche Systeme zu ent- wickeln und aufzubauen. Im Gegensatz zum Prinzip der zentralen Steuerung (virtuelles Kraftwerk) wird hier eine dezentrale Steuerung eingesetzt, wodurch die Notwendigkeit einer Online-Kommunikation zwischen einer Leitstelle

Integration dezentraler regenerativer Energieversorgungsanlagen in den Netzbetrieb – Versorgungssicherheit im Wohnbereich

Dr. Christian Bendel • Integration dezentraler regenerativer Energieversorgungsanlagen in den Netzbetrieb

Dr. Christian Bendel ISET

cbendel@iset.uni-kassel.de

David Nestle ISET

dnestle@iset.uni-kassel.de

1 gefördert durch das BMU (FKZ 0329900E; FKZ 0329900D)

(19)

FVS Themen 2006

109 und dem dezentralen Energieerzeuger wegfällt.

Ein solches System erfordert ein effi zientes Kommunikations- und Handelssystem zwischen den Marktteilnehmern des liberalisierten Strommarktes (Abb.1)

Intelligente Schnittstellen mit dem bidirektionalen Energiemanagementinterface (BEMI)

Im elektrischen Netz sind am Energiemanage- ment stets verschiedene Partner beteiligt, die zum Teil juristisch und wirtschaftlich unabhän- gig voneinander sind – in der Regel Netzbetrei- ber, Energieversorger und Kunden. Die Schnitt- stellen zwischen diesen Partnern sind für eine effektive Zusammenarbeit entscheidend. Schon heute ist der Netzanschlusspunkt, der durch den Zählerschrank gegeben ist, als technische und juristische Grenze zwischen dem öffentlichen Netz und einem Gebäudenetz defi niert. Diese Grenze bleibt im Konzept des BEMI erhalten.

In der technischen Realisierung ersetzt das BEMI den konventionellen Zählerschrank im Hausan- schluss und wird durch eine intelligente Kommu- nikationsschnittstelle erweitert (Abb.2).

Die Energie anbieter und Verteilnetzbetreiber, die am Energiemanagement beteiligt sind, erhalten dann im Rahmen ihrer vertraglichen Rechte Zugriff auf das BEMI. Durch die Beibe- haltung der bereits vorhandenen technischen und juristischen Schnittstelle sind auch zukünftig einfache Vertragsstrukturen für den Strom- bzw. Netzkunden möglich [2].

IEC 61850

KWK PV

BEMI

BEMI BEMI

BEMI

Lasten

IEC 61850

ESS¹ MSCONS

Betreiber virtuelles KW / Energieanbieter

Netzleitstelle des VNB

Netzleitstelle Übertragungsnetzbetreiber Energie Handel

(Trading)

Abbildung 1 Kommunikation und Handel im liberalisier- ten Strommarkt mit Integration verteilter Erzeugung (IEC 61850 ist ein Übertragungs- protokoll der Internati- onal Electrotechnical Commission)

1 ESS = Fahrplandaten-

und Messdatenaustausch

Abbildung 2

Realisierung des BEMI im Testbetrieb Dr. Christian Bendel • Integration dezentraler regenerativer Energieversorgungsanlagen in den Netzbetrieb

(20)

FVS Themen 2006

110

Für eine kostengünstige Kommunikation werden Standards benötigt, die für eine einheitliche Sprache bei den Kommunikationspartnern sorgen. Auf diese Weise wird der Aufwand für individuelle Entwicklungslösungen und Anlagen- planung auf ein Minimum reduziert. Einerseits kommuniziert das BEMI bidirektional mit der Leitstelle des Energieanbieters auf Grundlage von Kommunikationsprotokollen (nach IEC 61850), die von der internationalen Normung als „Seamless Telecontrol Communication Architecture“ präferiert sind für die zukünftige Kommunikation in der Energieversorgung.

Andererseits kommuniziert das BEMI mit den Lasten und Erzeugern über bekannte standardi- sierte Schnittstellen (zum Beispiel EIB, CAN).

Damit wird eine offene Kommunikationsstruktur entwickelt (Abb.3).

Technische Umsetzung

Der Rechnerkern des BEMI empfängt von einer zentralen Leitstelle bestimmte Informationen, i.d.R. das Preisprofi l für den Folgetag. Auf Basis dieser Information berechnet dann der Optimie- rer im Rechnerkern den optimalen Einsatzplan für alle angeschlossenen Geräte unter Berück- sichtigung der Bedürfnisse der Nutzer des Gebäudes und der Parameter der angeschlosse-

nen Erzeuger und Verbraucher. Auf diese Weise entscheidet das BEMI dezentral auf Basis der

• Last-/Erzeugerprofi le,

• dezentraler Informationen vom Netzan- schlusspunkt und

• zentraler Informationen von der Leitstelle [3].

Zur Optimierung für jeden Gerätetyp, der in das Energiemanagement einbezogen ist, muss ein entsprechender Managementalgorithmus entwickelt werden. Solche Geräte sind zum Beispiel:

• Kühl- und Gefriergeräte

• Elektroheizungen

• Warmwasserboiler

• Klimaanlagen

• Waschmaschinen

• Trockner

• Spülmaschinen

• KWK-Anlagen

• zukünftig aber auch Systeme mit Batterie- speicher wie unter brechungs freie Strom- versorgungen (USV)

• Elektrofahrzeuge, die am Gebäude aufgeladen werden

• PV-Wechselrichter, die mit einem Batteriespeicher ausgerüstet sind Abbildung 3

Kommunikations- struktur für Energie- management mit BEMI

Leitstelle (Datenbank) Preisprofi l

Preisprofi l

steuerbare Last

Datenbank- zugriff

Zentrale

Nutzer

schaltbare Last Vorgabe

Leistung ein/aus

ein/aus

regelbare DEA schaltbare DEA

verfügbare Leistung Zählerdaten

(Bezug/Erzeugung) Messwerte

Vorgabe Leistung BEMI

Energie Handel (EEX)

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FVS Themen 2006

111 Auch hier wird deutlich, dass Erzeugung und

Verbrauch zum Teil mit ganz ähnlichen Algorith- men optimiert werden können – und dass eine effektive und integrale Betrachtung von Strom- und Wärmebedarf notwendig ist, um die Vorteile und Anforderungen aus beiden Ener- gieformen optimal nutzen zu können.

Ein Lastgang- bzw. Mehrtarifzähler erfasst die verbrauchten und erzeugten Leistungsfl üsse, archiviert diese und transferiert die Messwerte über die vereinbarten Kommunikationswege gemäß Eichvorschrift zu einem Bedienterminal bzw. zur Leitstelle. Die Lastgangerfassung ist entscheidend dafür, dass auch im liberalisierten Strommarkt der optimierte zeitliche Einsatz der Geräte abgerechnet und vergütet werden kann, was wiederum Voraussetzung für einen wirtschaftlichen Betrieb des Systems ist. Gegenwär- tig wird das System im Labor mit verschiedenen Geräten getestet, eine Felderprobung ist in Vorbereitung (Abb. 4).

Nutzer-Interaktion

Über ein Bediendisplay kann der Kunde Informa- tionen abfragen und Modifi kationen an Einsatz- plänen und Parametern vornehmen. Der Einsatz eines handelsüblichen PDA² mit WLAN-Unter- stützung erlaubt eine sehr komfortable Steue- rung der Anlage (Abb. 5). Das vom BEMI zur Verfügung gestellte Web-Interface kann über das Internet auch für Ferneingriffe genutzt werden. Neben der lokalen Überwachung und Steuerung müssen natürlich auch Verbrauchs- und Erzeugungsdaten für die Abrechnung und

Abbildung 4 BEMI-Testbetrieb in der DeMoTec- Versuchshalle des ISET

Abbildung 5

Interaktive Information und Steuerung des BEMI durch den Nutzer mittels eines mobilen PDA

2 Personal Digital Assistant (PDA) (englisch für persönlicher digitaler Assistent) ist ein kleiner tragbarer Computer mit eigener Stromversorgung.